加氫站分布式發(fā)電及能源綜合利用示范研究

劉 安

（中國石化銷售股份有限公司，北京 100728）

氫能分布式發(fā)電作為氫能多元化應(yīng)用中的重要一環(huán)，具有跨周期儲(chǔ)能、快速啟動(dòng)、兼具發(fā)電和供熱等獨(dú)特優(yōu)勢(shì)，在電力調(diào)峰、數(shù)據(jù)中心、零碳園區(qū)（建筑）等領(lǐng)域具有廣闊的發(fā)展前景。目前，用于分布式發(fā)電及熱電聯(lián)供的燃料電池主要有質(zhì)子交換膜燃料電池（PEMFC）和固體氧化物燃料電池（SOFC）兩類[1]。針對(duì)加氫站應(yīng)用場(chǎng)景缺乏、應(yīng)用模式單一、普遍難以盈利的現(xiàn)狀，創(chuàng)新地提出在加氫站內(nèi)引入分布式燃料電池發(fā)電系統(tǒng)的破局思路，通過燃料電池冷熱電聯(lián)產(chǎn)與汽車充換電、站內(nèi)用電及供熱制冷等應(yīng)用進(jìn)行耦合，為構(gòu)建“加氫站供氫—分布式氫能發(fā)電—能源綜合利用”的一體化能源示范微網(wǎng)奠定基礎(chǔ)，助力打造加氫站氫能多元化應(yīng)用的新場(chǎng)景。

1 加氫站分布式發(fā)電趨勢(shì)分析

1.1 政策大力支持

2022 年3 月，國家發(fā)展改革委、國家能源局共同發(fā)布《氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中長(zhǎng)期規(guī)劃（2021—2035 年）》，這是我國氫能產(chǎn)業(yè)的頂層設(shè)計(jì)文件，明確了氫能的能源屬性和戰(zhàn)略意義。其中，針對(duì)氫能多元化應(yīng)用進(jìn)一步提出，因地制宜布局氫燃料電池分布式熱電聯(lián)供設(shè)施，推動(dòng)在社區(qū)、園區(qū)、礦區(qū)、港口等區(qū)域內(nèi)開展氫能源綜合利用示范。自此，氫能在分布式發(fā)電領(lǐng)域的示范應(yīng)用得到了國家戰(zhàn)略層面的政策支持。隨著國家級(jí)氫能產(chǎn)業(yè)規(guī)劃的出臺(tái)，各地紛紛發(fā)布了一系列氫能規(guī)劃和支持政策。據(jù)統(tǒng)計(jì)，“十四五”期間，北京、天津、山東、河北、內(nèi)蒙古等14 個(gè)省市、自治區(qū)，鄂爾多斯、蘇州、常熟、寧波、濰坊等40個(gè)市發(fā)布相關(guān)專項(xiàng)政策積極推進(jìn)氫能熱電聯(lián)供研究及示范應(yīng)用。

1.2 市場(chǎng)應(yīng)用廣泛

日本通過啟動(dòng)家用燃料電池?zé)犭娐?lián)供（Ene–Farm）計(jì)劃，在2005—2009 年推廣了3 300 套Ene–Farm 示范裝置，2019 年Ene–Farm 系統(tǒng)已實(shí)現(xiàn)平價(jià)銷售[2]。截至2020 年，日本Ene–Farm 項(xiàng)目已部署了超過40 萬套，并提出將在2030 年推廣530 萬套，占日本家庭10%。歐洲與日本的發(fā)展思路相似，歐盟通過啟動(dòng)Ene.field 示范項(xiàng)目在2012—2017年累計(jì)推廣了1 046套300～5 000 W的PEMFC及SOFC家用微型熱電聯(lián)供系統(tǒng)。美國和韓國則專注于開發(fā)兆瓦級(jí)大型燃料電池分布式發(fā)電站系統(tǒng)[3]，作為數(shù)據(jù)中心或者辦公大樓主體或備用電源，主要企業(yè)包括Bloom Energy、FuelCell Energy、LG、斗山等。

2022 年中國新能源汽車銷量688.7 萬輛，滲透率達(dá)到25.6%，新能源汽車對(duì)傳統(tǒng)能源市場(chǎng)的沖擊不斷加劇，企業(yè)能源轉(zhuǎn)型發(fā)展需求迫切。中國分布式燃料電池?zé)犭娐?lián)供技術(shù)起步較晚，但近年來取得了較大的進(jìn)步，目前處于小規(guī)模示范應(yīng)用階段，主要應(yīng)用在工業(yè)園區(qū)[4]。2021 年5月，東方氫能公司向華電四川交付100 kW級(jí)商用PEMFC冷熱電聯(lián)供系統(tǒng)；2022年8月，潮州三環(huán)聯(lián)合廣東能源集團(tuán)投用了105 kW分布式SOFC熱電聯(lián)供系統(tǒng)，由3臺(tái)35 kW的SOFC組成，交流發(fā)電凈效率64.1%，熱電聯(lián)供效率高達(dá)91.2%，連續(xù)并網(wǎng)發(fā)電超過1 000 h?，F(xiàn)階段，氫能分布式發(fā)電在住宅社區(qū)、工業(yè)園區(qū)逐步得到應(yīng)用（見表1）。

表1 2022 年我國氫能分布式發(fā)電項(xiàng)目應(yīng)用

1.3 技術(shù)愈發(fā)成熟

當(dāng)前，氫能分布式發(fā)電技術(shù)的推廣應(yīng)用高度依賴于制氫技術(shù)的進(jìn)步和制氫成本的下降。制氫技術(shù)路線主要有煤制氫、天然氣制氫和工業(yè)副產(chǎn)氫，前2種制氫方式純度不佳、單位碳排放較高，且成本受原料價(jià)格的波動(dòng)影響較大[5]；而工業(yè)副產(chǎn)氫（氯堿尾氣、焦?fàn)t尾氣、乙烷裂解、丙烷脫氫等）純度較高、碳排放小、成本最低。此外，利用風(fēng)力、光伏等可再生能源制綠氫有望成為未來主流，僅內(nèi)蒙古地區(qū)已備案的綠氫項(xiàng)目規(guī)模就超過13萬噸/年，預(yù)計(jì)到2025年大量低成本的綠氫將得到應(yīng)用，開展燃料電池分布式發(fā)電具有廉價(jià)的氫源保障。不同制氫方式的成本如圖1所示。

圖1 不同制氫方式的成本對(duì)比

美國能源部（DOE）對(duì)美國氫燃料電池成本的預(yù)測(cè)及國內(nèi)主流燃料電池系統(tǒng)生產(chǎn)企業(yè)預(yù)測(cè)結(jié)果均顯示，隨著貴金屬節(jié)約技術(shù)、新型膜材料、膜電極成型等技術(shù)進(jìn)步和規(guī)?；?yīng)，燃料電池成本將大幅降低（見圖2）。

圖2 我國氫燃料電池成本下降趨勢(shì)預(yù)測(cè)

預(yù)計(jì)到“十四五”末期，我國燃料電池裝機(jī)量將超過10 萬臺(tái)，對(duì)應(yīng)的系統(tǒng)成本將下降至1 000 元/kW，用于分布式發(fā)電領(lǐng)域的PEMFC 及SOFC成本也將大幅下降。

2 PEMFC 分布式能源綜合利用系統(tǒng)

2.1 PEMFC 與SOFC 技術(shù)與成本對(duì)比

在加氫站內(nèi)開展燃料電池分布式發(fā)電及能源綜合利用，需重點(diǎn)關(guān)注發(fā)電功率、發(fā)電效率、熱電效率、運(yùn)行條件（溫度、占地面積等）、啟停時(shí)間、使用壽命、設(shè)備成本等因素。根據(jù)對(duì)國內(nèi)外主流產(chǎn)品指標(biāo)的調(diào)研，對(duì)比PEMFC與SOFC技術(shù)路線（見表2）。

表2 PEMFC 與SOFC 技術(shù)路線對(duì)比

綜合對(duì)比來看，PEMFC單套系統(tǒng)發(fā)電功率大（200 kW 以上）、熱電綜合效率高（90%～95%）、運(yùn)行溫度低、啟停時(shí)間短、設(shè)備成本低（不足SOFC的1/6）、無污染物排放，且國內(nèi)產(chǎn)品技術(shù)成熟度高、可靠性好。

2.2 分布式發(fā)電及熱電聯(lián)供的燃料電池分析

應(yīng)用PEMFC和SOFC的代表性企業(yè)為日本松下和愛信精機(jī)，其Ene–Farm 項(xiàng)目燃料電池性能對(duì)比如表3所示。

表3 日本Ene-Farm 項(xiàng)目燃料電池性能對(duì)比

可以看出，PEMFC 技術(shù)相對(duì)更加成熟，綜合性能較強(qiáng)，因此PEMFC 系統(tǒng)更適合作為加氫站分布式發(fā)電的技術(shù)方案。采用石墨板的PEMFC系統(tǒng)輸出功率高（可達(dá)700 W 以上）、運(yùn)行溫度低（70～90℃）、運(yùn)行壽命更長(zhǎng)（10年以上），適合追求大輸出功率的分布式發(fā)電使用。與之對(duì)應(yīng)，SOFC余熱品位好、燃料范圍廣（氫氣、天然氣、生物質(zhì)氣等），且不需要貴金屬催化劑，但設(shè)備成本較高，需要較高的熱源匹配。

2.3 PEMFC 分布式能源綜合利用系統(tǒng)工作原理

以純氫作為原料的PEMFC冷熱電聯(lián)供系統(tǒng)主要由核心的PEMFC燃料電池單元、電力電子單元[直流變換電源模塊（DC/DC）、直流／交流變換電源模塊（DC/AC）整流器等]及余熱利用單元（熱泵等）組成（見圖3）。

圖3 基于PEMFC 的分布式能源綜合利用系統(tǒng)

PEMFC分布式能源綜合利用系統(tǒng)的工作原理包含以下3個(gè)步驟：

1）高純氫氣來源于站外輸氫管道（2～3 MPa）或長(zhǎng)管拖車（20 MPa），經(jīng)減壓閥降低壓力（0.1～0.3 MPa）后，供給PEMFC電堆系統(tǒng)，并與空氣中的氧氣發(fā)生電化學(xué)反應(yīng)，產(chǎn)生直流電、低品位熱和純水。發(fā)電效率為50%～60%，余熱溫度為50～100℃。

2）電堆所發(fā)的直流電經(jīng)DC/DC 整流后可直接供大功率直流充電樁，優(yōu)先用于電動(dòng)汽車快速充電。在無充電需求的用電高峰期內(nèi)，也可以經(jīng)DC/AC整流變成交流電供站內(nèi)設(shè)備設(shè)施使用。

3）低品位余熱既可用于加熱水，也可通過熱泵轉(zhuǎn)化為高品位熱，在冬季代替空調(diào)為整站供暖，或通過熱泵制冷后在夏季高峰期代替空調(diào)供冷，或用于直流充電樁快充過程的降溫。

3 能源綜合利用項(xiàng)目投資測(cè)算及敏感性分析

3.1 基本假設(shè)

1）系統(tǒng)配置：PEMFC發(fā)電功率240 kW，額定發(fā)電效率55%（即1 kg 氫氣可發(fā)電18 kWh），熱電聯(lián)供總效率90%，熱泵額定功率30 kW，2臺(tái)120 kW直流充電樁。

2）運(yùn)行設(shè)計(jì)：燃料電池發(fā)電優(yōu)先供充電樁為電動(dòng)車充電，假設(shè)單臺(tái)充電樁每天服務(wù)電動(dòng)汽車10次，單次充電60 kWh，用時(shí)0.5 h；在加油加氫站用電高峰期，且無車輛充電需求時(shí)，調(diào)整燃料電池發(fā)電供站內(nèi)設(shè)備設(shè)施使用，假設(shè)平均每天高峰期發(fā)電1 h；在燃料電池發(fā)電運(yùn)行期間，通過熱泵對(duì)余熱回收利用，假設(shè)每年制熱/制冷時(shí)間6個(gè)月，制熱/制冷時(shí)長(zhǎng)與燃料電池工作時(shí)長(zhǎng)一致；燃料電池每消耗1 kg氫氣可產(chǎn)生9 kg純水，代替外購生活用水。

3）成本價(jià)格：由于整個(gè)微網(wǎng)系統(tǒng)成本基本為PEMFC 系統(tǒng)成本，因此按照0.5 萬元/kW 成本來估算設(shè)備總投資為120萬元，折舊期8年；參考各地調(diào)研結(jié)果，氫氣成本取管道輸氫到站價(jià)25.0元/kg，商業(yè)電價(jià)0.8元/kWh，用電高峰期電價(jià)1.2元/kWh，電動(dòng)車快充收費(fèi)標(biāo)準(zhǔn)為2.0 元/kWh，生活用水4.5元/t；不考慮人工，每年設(shè)備維護(hù)費(fèi)取初始投資的3%，項(xiàng)目初始投資為自有資金，不考慮利息費(fèi)。

3.2 投資測(cè)算

項(xiàng)目投資收益測(cè)算結(jié)果為：項(xiàng)目主要投入成本為設(shè)備投資120 萬元，運(yùn)營期內(nèi)每年消耗氫氣28.8 t；年發(fā)電量51.8萬kWh，其中供直流充電樁為電動(dòng)汽車充電量43.2萬kWh，其余供高峰期站內(nèi)設(shè)備設(shè)施用電，年制熱/制冷量可節(jié)約用電5.4萬kWh，年產(chǎn)生純水259 t；該項(xiàng)目每年氫氣及運(yùn)營等總成本75.6 萬元，發(fā)電（充電、自用）、制熱/制冷、節(jié)水等各項(xiàng)總收入101.2萬元，凈利潤19.2萬元；項(xiàng)目?jī)?nèi)部收益率（IRR）23.1%，投資回收期3.5年，經(jīng)濟(jì)效益較好。

3.3 敏感性分析

1）PEMFC系統(tǒng)成本

當(dāng)PEMFC系統(tǒng)單位成本從5 000元/kW下降時(shí)，項(xiàng)目IRR 增長(zhǎng)較快，表明通過設(shè)備降本可以帶來較高的投資收益（見圖4）。

圖4 PEMFC 系統(tǒng)成本對(duì)IRR 的影響

2）氫氣成本

當(dāng)氫氣成本提高至34 元/kg 時(shí)，項(xiàng)目IRR 下降為0，意味著當(dāng)氫氣成本超過34元/kg時(shí)，項(xiàng)目無法在運(yùn)營期收回成本，氫氣成本對(duì)項(xiàng)目投資收益影響較大（見圖5）。

圖5 氫氣成本對(duì)IRR 的影響

3）充電價(jià)格

當(dāng)充電收費(fèi)標(biāo)準(zhǔn)降至1.4 元/kWh（接近市場(chǎng)調(diào)研的下限）時(shí)，項(xiàng)目IRR降為0，即充電費(fèi)用低于1.4 元/kWh 則無法在運(yùn)營期收回成本，充電價(jià)格對(duì)項(xiàng)目投資收益影響較大（見圖6）。

圖6 充電價(jià)格對(duì)IRR 的影響

4）充電頻次

當(dāng)單樁單日充電次數(shù)從10次降至2次時(shí)，IRR為1%，因此單樁單日充電次數(shù)不低于2次時(shí)項(xiàng)目才能收回投資（見圖7）。

圖7 充電頻次對(duì)IRR 的影響

4 宏觀經(jīng)濟(jì)效益分析

4.1 經(jīng)濟(jì)效益

加氫站通過氫燃料電池發(fā)電后對(duì)外售電＋自發(fā)自用的商業(yè)模式以及余熱、純水回收利用等節(jié)能手段，能夠產(chǎn)生經(jīng)濟(jì)效益，盤活難以正常運(yùn)營的加氫站資源，為銷售企業(yè)發(fā)展新能源業(yè)務(wù)降本增效。以240 kW燃料電池?zé)犭娐?lián)供系統(tǒng)及2臺(tái)120 kW 直流快充樁規(guī)模為例，在氫氣成本25 元/kg、充電價(jià)格2 元/kWh、單樁單日充電10 次情景下，結(jié)合余熱利用，項(xiàng)目?jī)?nèi)部收益率23.1%，回收期3.5年，具有良好的經(jīng)濟(jì)效益。

4.2 生態(tài)效益

利用工業(yè)副產(chǎn)氫通過燃料電池發(fā)電，并供加氫站設(shè)備和電動(dòng)車充電使用，具有能源轉(zhuǎn)化效率高、清潔低碳等優(yōu)點(diǎn)，遠(yuǎn)期使用綠氫后將實(shí)現(xiàn)全環(huán)節(jié)“零碳”排放。以單日80 kg氫氣發(fā)電及余熱節(jié)電量計(jì)算，每年可代替使用煤電57.2 萬kWh，相當(dāng)于減少二氧化碳排放1 530 t，具有較高的生態(tài)效益。

4.3 社會(huì)效益

建設(shè)國內(nèi)加氫站燃料電池分布式發(fā)電及能源綜合利用示范項(xiàng)目，助力企業(yè)在氫能多元化應(yīng)用領(lǐng)域?qū)崿F(xiàn)適度超前和引領(lǐng)，產(chǎn)生影響力并帶動(dòng)行業(yè)發(fā)展，進(jìn)一步豐富和外延綜合能源服務(wù)商的品牌內(nèi)涵，為企業(yè)樹立綠色低碳發(fā)展的良好形象。

4.4 管理效益

研究和實(shí)施燃料電池分布式供能項(xiàng)目，可打通站內(nèi)儲(chǔ)供氫、燃料電池發(fā)電及供熱、對(duì)外快速充電等一系列現(xiàn)場(chǎng)設(shè)備及安全管理環(huán)節(jié)，積累綜合能源站的完整性管理經(jīng)驗(yàn)，完善相關(guān)管理制度和規(guī)范，提升企業(yè)和員工的氫能安全利用的管理水平。

5 結(jié)論與展望

加氫站分布式發(fā)電技術(shù)的應(yīng)用已成為落實(shí)國家級(jí)氫能產(chǎn)業(yè)規(guī)劃的必由之路，本文深入分析了加氫站應(yīng)用PEMFC分布式能源綜合利用系統(tǒng)，結(jié)合經(jīng)濟(jì)分析與效益分析驗(yàn)證了加氫站項(xiàng)目實(shí)施的可行性。在產(chǎn)業(yè)創(chuàng)新技術(shù)迭代和地區(qū)氫能政策支持的雙輪驅(qū)動(dòng)下，加氫站分布式發(fā)電及能源綜合利用的應(yīng)用價(jià)值可在以下方面進(jìn)一步深入挖掘：

1）以氫能源產(chǎn)業(yè)為引領(lǐng)，創(chuàng)新加氫站商業(yè)模式。以加氫站分布式發(fā)電技術(shù)為基礎(chǔ)，將燃料電池所發(fā)電力優(yōu)先直供汽車充電樁對(duì)外快充或超充，在用電高峰期優(yōu)先供給加氫站內(nèi)用電設(shè)備，通過節(jié)能降本、充電收入及政策補(bǔ)貼等獲得投資回報(bào)，積極探索以氫發(fā)電、以電補(bǔ)氫的新型商業(yè)模式。

2）發(fā)揮地區(qū)先導(dǎo)優(yōu)勢(shì)，形成能源網(wǎng)絡(luò)化效應(yīng)。在京津冀、長(zhǎng)三角、珠三角等地區(qū)，選取氫源豐富、氫氣成本低、快充有市場(chǎng)的加氫站作為試點(diǎn)，建立標(biāo)準(zhǔn)化綜合能源利用系統(tǒng)方案，在加氫站內(nèi)引入燃料電池冷熱電聯(lián)供系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)氫能熱電聯(lián)供與站內(nèi)用能需求的耦合。通過跨地區(qū)建設(shè)具有示范效應(yīng)的加氫站，有利于構(gòu)建“氫電融合”能源綜合利用微網(wǎng)，豐富氫能多元化的應(yīng)用場(chǎng)景。